Orden TED/181/2025, de 13 de febrero, por la que se aprueban las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista de competencia ministerial

2.1 Objeto.

El presente capítulo tiene como objeto desarrollar conceptos y procedimientos relacionados con la medida, el análisis de la calidad y la odorización, del gas natural y de otros gases.

En este capítulo se establecen los límites de calidad y otras características del gas. Adicionalmente, se establecen los requisitos mínimos para la medida y el análisis de la calidad del gas.

Asimismo, establecerá los siguientes procedimientos y métodos estándares:

– Procedimiento de cálculo para medida y análisis.

– Procedimiento en caso de anomalías en los equipos de medida y de análisis.

– Procedimiento de confirmación metrológica de los equipos de medida y de análisis.

– Procedimiento de precintado de los equipos de medida y de análisis.

– Procedimiento para realizar las regularizaciones.

– Procedimiento de mantenimiento de los equipos y sistemas de medida y de análisis.

Dichos procedimientos determinarán la cantidad y calidad de los flujos de gas en todos los puntos del sistema gasista en que sea legalmente preceptivo o se considere necesario, a fin de efectuar de forma precisa y correcta las siguientes funciones y actividades:

– La supervisión y gestión eficiente y transparente de control integral de la operación del sistema gasista.

– Los repartos y balances a los que se refiere la Resolución de la CNMC, de 10 de noviembre de 2022, por la que se establece la Normativa de Gestión Técnica del Sistema sobre programaciones, nominaciones, repartos, balances, la gestión y uso de las conexiones internacionales y los autoconsumos.

– La facturación de las entregas de gas efectuadas entre los sujetos que operan en el sistema.

– La facturación de los suministros efectuados a consumidores por parte de comercializadores.

– La facturación de los servicios de ATR (acceso de terceros a las instalaciones gasistas) prestados por los titulares de las instalaciones a los usuarios.

Con este fin, el alcance de este capítulo se hace extensivo a todos aquellos aspectos exigibles a los equipos y procedimientos de medida y de análisis, así como a aquellos relacionados con el control metrológico establecido en el Real Decreto 244/2016, de 3 de junio, por el que se desarrolla la Ley 32/2014, de 22 de diciembre, de Metrología, y la Orden ICT/155/2020, de 7 de febrero, por la que se regula el control metrológico del Estado de determinados instrumentos de medida. En caso de no existir legislación específica al respecto se cumplirá con la norma UNE, ISO o internacionalmente aceptada correspondiente.

Las referencias a normas que se realicen en el presente reglamento se entenderá sin perjuicio del reconocimiento de las normas correspondientes admitidas por los Estados miembros de la Unión Europea, o por los países miembros de la Asociación Europea de Libre Comercio, firmantes del Acuerdo sobre el Espacio Económico Europeo, siempre que las mismas supongan un nivel de seguridad de las personas, los bienes o el medio ambiente equivalente, al menos, al que proporcionan aquellas, de acuerdo con lo dispuesto en el Reglamento (UE) 2019/515 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 19 de marzo de 2019, relativo al reconocimiento mutuo de mercancías comercializadas legalmente en otro Estado miembro y por el que se deroga el Reglamento (CE) núm. 764/2008.

Para el necesario seguimiento, se realizarán medidas y análisis para determinar la cantidad y calidad del gas transportado, regasificado, descargado, distribuido o almacenado en las instalaciones, debiéndose mantener un registro de las medidas y los análisis durante cuatro años.

2.2 Glosario.

Se consideran las definiciones recogidas en el capítulo 1 y, en lo referente al control metrológico, las contenidas en el Real Decreto 244/2016, de 3 de junio, y en la Orden ICT/155/2020, de 7 de febrero.

Las unidades de medida empleadas son:

– La unidad volumétrica para GNL será el m³ de GNL.

– La unidad volumétrica para fase gaseosa será el m³(N), en condiciones normales de presión y temperatura.

– La unidad energética será el kWh.

– La unidad másica será el kg.

– Las capacidades de entrada y salida se expresarán en kWh/h, kWh/día, m³ de GNL/h, m³(N)/h, m³(N)/día, millardos de m³(N)/año (bcm/año) y kg/h.

– La capacidad de almacenamiento se expresará en kWh o m³(N) y la cantidad almacenada en kWh o m³(N).

– La unidad de presión es el bar.

– La unidad de temperatura es el °C.

– Las condiciones de referencia se establecen en 0 °C y 1,01325 bar.

– Para las características de índice de Wobbe, PCS, densidad relativa al aire y densidad, se utilizará la nomenclatura y símbolos marcados en la norma UNE-EN ISO 6976:2017: Gas natural. Cálculo del poder calorífico, densidad, densidad relativa e índice de Wobbe a partir de la composición.

Estas unidades serán de uso obligatorio para todos los procesos asociados a la medida y al análisis de la calidad.

La pureza del hidrógeno se establecerá en % mol, en base seca y/o en condiciones actuales de entrada en la red o en las condiciones de referencia.

2.3 Condiciones generales.

Todas las obligaciones y responsabilidades asociadas al correcto funcionamiento y control metrológico de los equipos e instalaciones de medida, análisis y odorización, así como aquellas relacionadas con su mantenimiento, reparación y/o sustitución, en su caso, junto con la seguridad exigible para los equipos e instalaciones involucradas, según lo establecido en la normativa vigente, corresponderán y serán asumidas por los titulares de estos, salvo disposición normativa contraria.

2.3.1 Criterios generales relativos a los sistemas y procedimientos de medida y de análisis.

Los criterios generales que reglarán cualquier sistema y procedimiento de medida y de análisis que se desarrolle serán los siguientes:

– La instalación de medida contará con los equipos necesarios para la correcta medida y, en su caso, el correcto análisis de la calidad del gas entregado.

– Por lo general, las instalaciones de medida no dispondrán de equipos para la determinación de la calidad del gas. En este caso, los parámetros necesarios para establecer la calidad se obtendrán de otro punto del sistema, aceptado por los sujetos involucrados, que sí disponga de este tipo de equipos, que esté recibiendo gas de calidad igual o similar y que cuente con los equipos pertinentes.

– Sólo serán válidos los equipos y procedimientos de medida y de análisis que estén expresamente referenciados en este capítulo o, en su defecto, que estén acordados entre las partes.

– Para efectuar la conversión de la unidad de medida de los contadores volumétricos que carezcan de equipo de conversión, m³, a la unidad de medida aplicada en tarifas y peajes, kWh, se utilizará un coeficiente que deberá tener en cuenta las condiciones de medida del punto de suministro y el poder calorífico superior (PCS) en fase gas en condiciones de referencia. A estos efectos, el GTS deberá comunicar diariamente a los distribuidores y comercializadoras los coeficientes a aplicar a los consumidores en las distintas zonas geográficas, así como su justificación. El GTS publicará en su portal de internet la información del PCS y factores de conversión y corrección aplicables a cada municipio.

– En relación con la instalación de los equipos de medida, su mantenimiento y cualquier operación relacionada con ellos, se respetará en todo momento la normativa de seguridad aplicable, así como la correspondiente y exigible a las instalaciones en que tales equipos estuviesen situados.

– Los sistemas y equipos de medida y de análisis de calidad estarán sujetos a las verificaciones establecidas por la legislación de control metrológico para comprobar que sus características metrológicas se mantienen dentro de los niveles de exactitud y fiabilidad establecidos. En caso de que no exista legislación al respecto y que no se contemple en el presente capítulo, siempre se deberá acordar entre los sujetos interconectados el alcance y frecuencia de las verificaciones.

– Las instalaciones de medida dotadas de un sistema de telemedida permitirán la visualización de los parámetros de entrega de gas en campo y desde el centro gestor de telemedida del distribuidor y/o transportista que entrega gas a esas instalaciones.

– Para la determinación de las cantidades y calidades finales entregadas, confirmación metrológica de los sistemas de medida o cualquier otra comprobación que pudiera acordarse, los sujetos del sistema podrán designar representantes, que actuarán en nombre de sus correspondientes empresas, de acuerdo con lo establecido en la normativa técnica correspondiente.

– Los sujetos afectados notificarán, de forma escrita, a los restantes sujetos implicados la designación de sus representantes o aquello que se establezca en caso de que los representantes no puedan cumplir con los deberes de la normativa técnica correspondiente. Cualquier cambio de representante deberá ser notificado al resto de los sujetos implicados de forma escrita.

– Cualquier modificación de los procedimientos de cálculo y control de la cantidad y calidad del gas o de la composición de las botellas patrón, así como la sustitución de algún equipo de medida y calidad, será acordada entre las partes afectadas por la medida.

– Sólo serán válidos los procedimientos y equipos de medida y de análisis de calidad que estuvieran expresamente referenciados en este capítulo. En el caso de que aparezcan nuevos procedimientos, normas o equipos de medida o de análisis de calidad de gas, que proporcionen mayor fiabilidad, precisión o rapidez y sean económicamente rentables, el titular de la instalación de medida y el resto de las partes (incluyendo el GTS) podrán acordar la posibilidad de utilizar estos procedimientos, normas o equipos de medida, o de sustituir a los ya utilizados.

2.3.2 Condiciones generales de recepción, entrega y calidad de gas.

Las reglas, procedimientos o acuerdos recogidos en los manuales para la recepción, entrega y calidad de gas en los puntos del sistema gasista, cuando proceda, en los aspectos que no sean regulados por la normativa vigente, se regirán por las condiciones siguientes:

– El gas introducido por los puntos de entrada del sistema gasista deberá cumplir con las especificaciones de calidad determinadas en este capítulo.

– El operador de instalaciones no tendrá la obligación de entregar al usuario en los puntos de salida exactamente las mismas características de gas natural que dicho usuario haya introducido por los puntos de entrada, siempre que el gas cumpla con las especificaciones de calidad establecidas en este capítulo y se entregue la cantidad acordada en términos de energía.

– El gas introducido por los usuarios en el sistema gasista se mantendrá indiferenciado con el resto de gas que en cada momento se encuentre en las instalaciones del sistema gasista.

– Los operadores deberán informar al GTS y a todos los operadores y usuarios afectados, tan pronto como sea posible, de cualquier deficiencia en la calidad del gas, estimando la duración posible del incumplimiento y realizando las correcciones necesarias para que el gas cumpla con las especificaciones.

2.3.3 Condiciones generales para la medida y para la telemedida.

El titular de la instalación de medida deberá disponer de los equipos de telemedida correspondientes cuando su nivel de consumo o características de la red a la que se encuentre conectado lo haga necesario según el Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de gas natural. Los equipos de telemedida deberán ser compatibles con los sistemas de gestión de telemedida del distribuidor y/o transportista, permitiendo la transmisión de datos al mismo.

En los casos en que el Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre, lo determine, para efectuar la puesta en servicio de las instalaciones en los nuevos puntos de suministro será imprescindible disponer de un sistema de telemedida y las instalaciones auxiliares necesarias.

2.3.4 Derecho de acceso a las instalaciones de medida y su comprobación.

En los PCAS, PCPR, PCY, PCTG, PCTT (en ambos sentidos de flujo), PCTD (en ambos sentidos de flujo), PCDD (en ambos sentidos de flujo), PCDG y en los puntos de suministro, el titular de la instalación deberá permitir el acceso*in situ*a los equipos de medida y de análisis a la otra parte implicada, tras la previa concertación de la visita.

La parte implicada que no sea titular de los equipos de medida y de análisis de calidad tendrá el derecho de realizar comprobaciones periódicas, tales como, por ejemplo: la toma de lecturas, visitas de comprobación de elementos de medida y el estado de los elementos precintables de los sistemas de medida. De igual forma podrá solicitar de forma puntual los valores horarios necesarios para realizar comprobaciones de los totalizadores del volumen medido a las condiciones de trabajo, volumen a condiciones de referencia y energía, así como los valores de las variables de presión y temperatura, la composición del gas y características asociadas (PCS, densidad, índice de Wobbe) siempre que estén disponibles en los equipos de medida asociados.

Se considerarán partes implicadas:

– En los puntos de conexión:

● los titulares de las instalaciones aguas arriba y aguas abajo,

● el GTS,

● los productores de otros gases,

● los comercializadores titulares del gas vehiculado.

– En los puntos de suministro:

● el consumidor,

● el titular de la red a la que está conectado,

● el transportista o distribuidor aguas arriba, cuando sus balances puedan verse afectados por la medida del consumidor, y

● los comercializadores que suministren,

● el GTS se considerará parte implicada de un punto de suministro cuando se trate de un consumidor que pueda condicionar con su comportamiento la operación normal de la red a la que está conectado.

2.3.5 Derecho de acceso a la información de la telemedida.

El GTS dispondrá de acceso continuo a la telemedida de todos los puntos de salida de la red básica, así como de todos los puntos de inyección de otros gases, tanto en redes de transporte como de distribución. Este acceso no supondrá ningún coste para los usuarios. El GTS recibirá diariamente las señales de telemedida de los consumidores que puedan condicionar con su comportamiento la operación normal de la red a la que están conectados, bien de forma directa o bien a través del distribuidor o transportista.

Asimismo, los distribuidores recibirán en su centro gestor de telemedida los datos de telemedida de los puntos de suministro de aquellos consumidores que dispongan de ella. Estos datos serán puestos a disposición de los agentes participantes (comercializadores, transportistas y GTS) de acuerdo con lo establecido en la Resolución de la CNMC, de 10 de noviembre de 2022, por la que se establece la Normativa de Gestión Técnica del Sistema sobre programaciones, nominaciones, repartos, balances, la gestión y uso de las conexiones internacionales y los autoconsumos.

2.3.6 Derecho a instalar telemedida en los equipos de medida de los puntos de conexión.

En los PCAS, PCPR, PCY, PCTG, PCTT (en ambos sentidos de flujo), PCTD (en ambos sentidos de flujo), PCDD (en ambos sentidos de flujo), PCDG y en los puntos de suministro, que puedan tener incidencia en la operación de la red, o cuando pueda ser necesario para la realización de los balances, el titular de la instalación deberá permitir a la otra parte la instalación de telemedida en el equipo de medida. El coste de la instalación la asumirá la parte que instale el equipo.

2.3.7 Disposiciones normativas y normas aplicables en medida, calidad y odorización de gas.

El GTS publicará y mantendrá actualizado en su portal de internet un listado de disposiciones normativas y normas en vigor, aplicables a la medida, calidad y odorización de gas y sus equipos, habilitando la descarga de aquellos documentos que sean de acceso libre y gratuito. El listado incluirá, al menos:

– El extracto de las disposiciones de la normativa sectorial relativas a la lectura y medida, así como al proceso de regularización de las medidas.

– La normativa metrológica legal española y normas UNE-EN aplicables a los diferentes equipos: contadores, conversores, computadores de caudal, cromatógrafos, analizadores de composición, etc.

– La normativa española y normas UNE-EN que permitan determinar el tamaño del contador para los puntos de suministro, de acuerdo con el punto 2.4.5.4 de este capítulo.

– Las normas UNE, ISO o internacionalmente aceptadas para determinar la calidad del gas al objeto de comprobar si cumple con las especificaciones recogidas en el apartado 2.5 de este capítulo.

– Las normas UNE, ISO o internacionalmente aceptadas que establezcan los procedimientos de medida y cálculo aplicables de acuerdo con el apartado 2.6 de este capítulo.

– La altitud en metros de los municipios utilizada para el cálculo del factor de conversión por presión (Kp), así como el organismo oficial de estadística competente que lo publique.

Al objeto de difundir y facilitar la información anterior a los consumidores, tanto los distribuidores como los comercializadores deberán publicar en sus portales de internet una reproducción del contenido de la página del GTS o un vínculo a esta.

2.3.8 Manuales de operación y protocolos de medida.

Los manuales de operación y/o protocolos de medida que los titulares de las instalaciones del sistema gasista establezcan con otros titulares de instalaciones adyacentes o con consumidores, serán consistentes con lo indicado en este capítulo, sin perjuicio de que se puedan acordar otros aspectos no regulados entre las partes.

Los transportistas y distribuidores publicarán en sus portales de internet los manuales de operación y de protocolos de medida que utilicen.

2.4 Equipos de medida y de análisis de la calidad del gas.

En los PCAS, PCPR, PCY, PCTT (en ambos sentidos de flujo), PCTD (en ambos sentidos de flujo), PCDD (en ambos sentidos de flujo), PCTG, PCDG y en los puntos de suministro, los equipos de medida y de análisis deberán ser sometidos a las obligaciones de control metrológico derivadas del Real Decreto 244/2016, de 3 de junio, y de sus normas de desarrollo, así como de toda aquella normativa que aplique a otros gases.

En todos los casos, será imprescindible disponer del certificado de conformidad previo a la instalación del equipo de medida o de análisis, según lo establecido en la normativa metrológica nacional vigente. Las partes implicadas, de acuerdo con la definición incluida en el apartado 2.3.4, tendrán derecho a constatar documentalmente que la instalación y el equipo medida o de análisis disponen de la oportuna certificación de conformidad metrológica, tras la previa concertación de una visita con el titular de estos.

Aquellos equipos de medida y de análisis que estuvieran operando con anterioridad a la entrada en vigor de esta orden, y cuyos esquemas no se ajusten a lo establecido en este capítulo, deberán cumplir la normativa vigente en el momento de su puesta en marcha y podrán seguir siendo utilizados hasta el fin de su vida útil, o hasta su modificación, sin perjuicio de lo dispuesto en los párrafos anteriores.

2.4.1 Titularidad.

En los PCTT (en ambos sentidos de flujo), PCTD (en ambos sentidos de flujo), PCDD (en ambos sentidos de flujo) y en los puntos de suministro, la titularidad del equipo de medida y del equipo de análisis de calidad, en su caso, vendrá determinada por la normativa vigente o, en su defecto, por los acuerdos alcanzados por las partes afectadas.

En los PCTG y PCDG, el equipo de medida y el equipo de análisis de calidad serán propiedad del titular de la red, transportista o distribuidor, a la que se conecte el productor, salvo acuerdo entre las partes. El gas deberá ser entregado por el productor a la presión de diseño de la red, o, en su defecto, a la indicada por el transportista/distribuidor, y con una calidad dentro de las especificaciones establecidas en el presente capítulo.

2.4.2 Puntos del sistema gasista que deben poseer equipos de medida.

En los PCI, PCAS, PCPR, PCY, PCDB, PCCC, PCTT (en ambos sentidos de flujo), PCTD (en ambos sentidos de flujo), PCDD (en ambos sentidos de flujo), PCTG, PCDG y en los puntos de suministro, se deberá disponer de equipos de medida.

2.4.3 Puntos del sistema gasista que deben poseer equipos de análisis de calidad.

Las instalaciones de medida de los siguientes puntos deben contar con analizadores de composición, que determinen, entre otros, PCS y densidad:

– PCI, PCAS, PCPR, PCY, PCDB y PCCC.

– PCTG y PCDG. En estos puntos, el PCS y la densidad, entre otros, podrán ser determinados por el transportista o distribuidor titular de la red a partir de la información de la calidad de gas dada por los equipos analizadores de composición de la planta de producción de otros gases. En los casos en los que se produzca una mezcla previa a la inyección a la red, el transportista o distribuidor titular de la red deberá disponer de los equipos de análisis de calidad de gas necesarios para determinar el PCS y la densidad del gas que se inyecta en la red.

– Puntos donde se pueda alterar la composición del gas o que por su representatividad sean precisos para la determinación de la composición. Estos puntos se denominarán puntos singulares de análisis de la calidad del gas del sistema y serán determinados por el GTS.

– Puntos de suministro que puedan condicionar la operación normal de la red a la que estén conectados de acuerdo con la definición incluida en el capítulo 1.

2.4.4 Puntos del sistema gasista cuyos equipos de medida y de análisis deben contar con telemedida.

Los equipos de medida y, en su caso, de calidad de los siguientes puntos de conexión deberán contar con telemedida digital:

– PCI, PCAS, PCPR, PCY, PCTG, PCTD (en ambos sentidos de flujo) y PCDG.

– Puntos de suministro a consumidores que puedan condicionar la operación normal de la red a la que estén conectados, de acuerdo con la definición incluida en el capítulo 1, o de cualquier otro consumidor que esté obligado a disponer de telemedida de acuerdo con la legislación en vigor.

2.4.5 Características y especificaciones técnicas de los equipos de medida.

El diseño de las estaciones de medida contemplará que los contadores estén dimensionados para trabajar entre el caudal mínimo (Qmin) y el caudal máximo (Qmax) y en las zonas de caudal donde se minimice el margen de error según clase del equipo, evitando operar en rangos por debajo el caudal de transición (Qt), y de conformidad con la Norma UNE 60620-1 «Instalaciones receptoras de gas natural suministradas a una presión máxima de operación (MOP) superior a 5 bar», garantizando así una respuesta estable, predecible y eficiente, tanto en términos energéticos como metrológicos.

El dimensionamiento maximizará el tiempo de operación por encima del caudal de transición (Qt), entendiéndose por tal aquel valor del caudal situado entre el caudal mínimo y máximo y en el que el intervalo de caudal se divide en dos zonas, la «zona superior» y la «zona inferior». A cada zona corresponderá un error máximo permitido característico.

Los titulares de equipos de medida ya instalados que no cumplan las características indicadas en este apartado deberán presentar a la Secretaría de Estado de Energía, en un plazo de 6 meses desde la entrega vigor de esta orden, un plan para sustituir o adaptar sus equipos, incluyendo plazos justificados de implantación. Estos planes deberán ser comunicados al GTS y publicarse en el SLATR.

2.4.5.1 PCCC.

En cada punto de carga de cisternas/contenedores de GNL, el titular de la planta de regasificación deberá disponer de una báscula de las siguientes características:

– Rango: 60 toneladas.

– Escala de lectura: 20 kg.

– Precisión: no inferior al 0,2 % del valor leído.

La báscula y el resto de los equipos utilizados para la medida, como los analizadores de composición o los medidores de flujo (másicos o volumétricos), en caso de estar disponibles, estarán sometidos al control metrológico legal que sea de aplicación, tanto en su puesta en servicio como en las verificaciones periódicas y después de su reparación o modificación, a fin de garantizar su exactitud dentro de los rangos establecidos.

2.4.5.2 PCI, PCAS, PCPR, PCY, PCTG, PCTT, PCLD, PCTD, PCDG y PCDB:

En estos puntos cada línea principal de la instalación de medida constará de los siguientes elementos:

– Un contador de gas que haya superado la evaluación de conformidad metrológica establecida en la Unión Europea, que cumpla con las normas UNE-EN que le sean de aplicación y sea de dinámica adecuada para cubrir el rango de caudales que circulen por él. El contador estará equipado con un emisor de pulsos y/o un puerto de comunicaciones, para su comunicación con el conversor de volumen/computador de caudal.

– Un conversor de volumen tipo PTZ/computador de caudal que haya superado la evaluación de conformidad metrológica establecida en la Unión Europea y que cumpla con las normas UNE-EN que le sean de aplicación, con transmisor de presión absoluta y temperatura asociados para medida volumétrica, siendo el conjunto de clase 0,5 según la norma UNE correspondiente.

– Una línea auxiliar de medida equivalente a la principal. Desde el punto de vista de las condiciones de operación también debe mantener la equivalencia en cuanto a presión regulada cuando esté en emisión.

A lo largo del año de gas, tanto la línea principal como la línea auxiliar deberán ser empleadas en períodos de tiempo de duración suficiente para asegurar que ambas líneas estén disponibles en cualquier momento en caso de fallo de la otra y, además, para posibilitar la detección de errores de calibrado de los equipos que permitan reducir las mermas de las instalaciones.

Se podrá disponer de líneas adicionales de diferente tamaño en el supuesto que la variación de consumos así lo aconseje. En el caso de que se superen los umbrales de consumo previstos en el apartado 2.4.5.5 para la figura IV, estas líneas adicionales que puedan instalarse para adecuarse a las variaciones de la demanda deberán disponer de su correspondiente línea auxiliar.

Las instalaciones de medida deberán disponer de una unidad remota, de acuerdo con las especificaciones definidas por el titular que le permita disponer de los datos de medida y de calidad del gas (en caso de que existan) en sus centros de gestión de las telemedidas, y de acuerdo con la legislación vigente.

2.4.5.3 PCDD.

Los sistemas de medida en los puntos de conexión entre distribuidores, independientemente de su presión de contaje, deberán operar en el rango de caudales establecido por el fabricante, disponiendo de doble línea de medida cuando el consumo de verano e invierno así lo aconseje.

En el caso de que la instalación no tenga doble línea de contaje, ésta deberá disponer de un*bypass*que permita el cambio de contador. Asimismo, en los casos en los que se prevea, o exista, reversibilidad en el flujo entre las dos redes, el sistema de medida estará preparado para medir en ambas direcciones.

La composición de cada una de las líneas que compongan la instalación de medida dependerá de su capacidad, expresada en caudal horario nominal, y de la presión de contaje.

– En sistemas de medida con presiones de contaje superiores a 4 bar, las instalaciones constarán de los mismos elementos que se indican en el apartado 2.4.4.2.

– En sistemas de medida con presiones de contaje menores o iguales a 4 bar, las instalaciones constarán de:

● Un contador de gas que haya superado la evaluación de conformidad metrológica establecida en la Unión Europea, que cumpla con las normas UNE-EN que le sean de aplicación y de dinámica adecuada para cubrir el rango de caudales que circulen.

● Un conversor de volumen tipo PT o PTZ, que haya superado la evaluación de conformidad metrológica establecida en la Unión Europea y cumpla con las normas UNE-EN que le sean de aplicación. El tipo de conversor acordará entre las partes, caso por caso, y quedará reflejado en un protocolo firmado, donde se definirán los derechos y obligaciones respectivos.

2.4.5.4 Puntos de suministro.

La configuración y elementos constitutivos de los sistemas de medida en estos puntos se determinará en función del consumo horario máximo, medido en kWh en las condiciones de referencia del sistema gasista, y en función del consumo anual, según se indica en las siguientes tablas y en los esquemas de sistemas de medida definidos en el apartado 2.4.5.5 El diseño del sistema de medida deberá asegurar que el contador elegido cubra en todo momento el rango de caudales que circule por él, incluido el caudal horario mínimo, de acuerdo con lo que establecido en la norma UNE 60620:2021: Instalaciones receptoras de gas natural suministradas a una presión máxima de operación (MOP) superior a 5 bar.

| Consumo horario máximo – (C) [kWh] | Consumo anual – (GWh) | | | | | --- | --- | --- | --- | --- | | < 10 | ≥ 10 y <100 | ≥ 100 y < 150 | ≥ 150 | | | C < 150*F c | Fig III con conversor PT. | Fig III con conversor PT. | Fig III con conversor PT. | Fig III con conversor PT. | | 150*F c ≤ C < 350*F c | Fig III con conversor PT. | Fig III con conversor PT. | Fig III con conversor PT. | Fig III con conversor PT. | | 350*F c ≤ C < 600*F c | Fig III con conversor PT. | Fig III con conversor PT. | Fig III con conversor PT. | Fig III con conversor PT. | | 600*F c ≤ C < 3500*F c | Fig III con conversor PT. | Fig III con conversor PT. | Fig III con conversor PTZ. | Fig IV con conversor PTZ. | | 3500*F c ≤ C < 6500*F c | Fig III con conversor PT. | Fig III con conversor PTZ. | Fig IV con conversor PTZ. | Fig IV con conversor PTZ. | | C ≥ 6500*F c | Fig IV con conversor PTZ. | Fig IV con conversor PTZ. | Fig IV con conversor PTZ. | Fig IV con conversor PTZ. | | Fcserá un valor fijo de 11,63 kWh/Nm3. | | | | |

| Consumo horario máximo – (C) [kWh] | Consumo anual (GWh) | | | | | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | < 2 | ≥ 2 y <5 | ≥ 5 y <10 | ≥ 10 y <100 | ≥ 100 | | | C < 150*F c. | Fig I. | Fig I. | Fig I. | Fig I. | Fig I. | | 150*F c ≤ C < 350*F c. | Fig I. | Fig II. | Fig II. | Fig III con conversor PT. | Fig III con conversor PT. | | 350*F c ≤ C < 600*F c. | Fig I. | Fig III con conversor PT. | Fig III con conversor PT. | Fig III con conversor PT. | Fig III con conversor PT. | | C ≥ 600*F c. | Fig III con conversor PT. | Fig III con conversor PT. | Fig III con conversor PT. | Fig III con conversor PT. | Fig III con conversor PT. | | Fcserá un valor fijo de 11,63 kWh/Nm3. | | | | | |

En las instalaciones de medida con esquemas I y II, la corrección se efectuará mediante el factor de conversión fijo resultante de aplicar lo dispuesto en el epígrafe 2.6.3.

Las instalaciones que deban disponer del esquema I pero que por necesidades operativas no se pueda cambiar el contador en horario laboral (de 8 a 18 horas), deberán pasar a disponer del esquema II.

Para los conjuntos de regulación y medida de los tipos A-6, A-10-B y A-10-U recogidos en la norma UNE 60404-1:2015: Combustibles gaseosos. Conjuntos de regulación de presión y/o medida, con presión máxima de operación (MOP) inferior o igual a 5 bar. Parte 1: Conjuntos para empotrar, adosar o situar en recintos con caudal nominal equivalente inferior o igual a 100 m³(n)/h de gas natural, el sistema de medida deberá cumplir los requisitos de diseño y funcionamiento establecidos en dicha norma, no siendo de aplicación los requisitos de este apartado.

En los siguientes casos el titular de la instalación de medida deberá poner en marcha un plan de adecuación donde la medida del gas se realizará mediante un sistema de conmutación en paralelo que cubra las variaciones de caudal o bien se deberán independizar los consumos. El plan de adecuación deberá ser previamente aprobado por el operador de la red y el comercializador correspondiente:

a) cuando el consumidor presente variaciones de consumo que imposibiliten que un sistema de medida con un solo contador cubra con su extensión de medida las citadas variaciones,

b) cuando el consumidor contrate un suministro superior al que tenía, que conlleve un cambio en la tipología de la instalación de contaje existente,

c) cuando se detecte que el consumidor ha bajado su consumo de forma que conlleve un cambio de equipos en la instalación de contaje existente (por no cumplir lo establecido al inicio del apartado 2.4.5).

Los operadores de redes deberán comunicar a los consumidores conectados, que estén obligados a disponer de telemedida en sus instalaciones de medida, los protocolos de comunicación que permitan recibir dicha información en su centro gestor de telemedidas.

2.4.5.5 Esquemas de los sistemas de medida para puntos de suministro.

Figura I


1. Válvula de cierre.

2. Válvula de 3 vías con toma de ¼” para manómetro patrón de contrastación.

3. Manómetro adecuado a la presión de trabajo (*).

4. Contador.

5. Toma de presión débil calibre (PC<150 mbar).

Figura II


1. Válvula de cierre.

2. Válvula de 3 vías con toma de ¼» para manómetro patrón.

3. Manómetro adecuado a la presión de trabajo (*).

4. Contador.

5. Termómetro.

6. Disco en ocho.

Figura III


1. Válvula de cierre.

2. Válvula de 3 vías con toma de ¼” para manómetro pat.

3. Manómetro adecuado a la presión de trabajo (*).

4. Contador.

5. Termómetro.

6. Disco en ocho.

7. Conversor electrónico de volumen.

8. Sonda de temperatura.

9. Transmisor de presión (puede ir incorporado dentro del CR).

10. Toma de presión de ¼» con válvula precintable para contrastaciones.

Figura IV


1. Válvula de cierre.

2. Válvula de 3 vías con toma de ¼” para manómetro patrón.

3. Manómetro adecuado a la presión de trabajo (*).

4. Contador.

5. Termómetro.

6. Disco en ocho.

7. Conversor electrónico de volumen.

8. Sonda de temperatura.

9. Transmisor de presión.

10. Toma de presión de ¼” con válvula precintable para contrastaciones.

(*) En función de la casuística existente y de la presión de trabajo del contador (Pr), se utilizarán los siguientes tipos de manómetros:

| Pr ≤ 0.08 bar | esfera de ф 80-100 mm y clase 1.6 o bien esfera de ф 100 mm y clase 1. | | --- | --- | | 0.08 bar < Pr ≤ 0.4 bar | esfera de ф 100 mm y clase 1 o bien esfera de ф 150-160 mm y clase 0.6. | | Pr > 0.4 bar | esfera de ф 150-160 mm y clase 0.6. |

2.4.6 Características y especificaciones técnicas de los equipos de análisis de calidad.

Los equipos de determinación de la calidad del gas, bien físicos o por cálculo dinámico de acuerdo con la norma UNE-EN ISO 15112:2020: Gas natural. Determinación de la energía, deberán disponer de la evaluación de la conformidad metrológica otorgada por la autoridad competente de la Unión Europea, ser digitales, estar dotados de registros horarios y diarios, poseer una capacidad de almacenamiento mínimo de 31 días y poder facilitar, al menos, la siguiente información mediante análisis continuo del flujo de gas:

– Porcentajes molares de cada uno de los siguientes componentes: nitrógeno, dióxido de carbono, metano, etano, propano, iso-butano, n-butano, n-pentano, iso-pentano, fracción C6+.

– Poder calorífico inferior (PCI) y poder calorífico superior (PCS) en kWh/Nm3(en condiciones de referencia).

– Densidad del gas relativa al aire (G).

– Índice de Wobbe superior (WG) en kWh/Nm3(en condiciones de referencia).

Además de lo anterior, en los PCTG, PCDG y en aquellos puntos en los que el GTS estime que sean representativos, se facilitarán también los porcentajes molares de oxígeno e hidrógeno y punto de rocío de agua del gas inyectado. En los PCTG y PCDG donde, debido al proceso de producción del gas, resulte imposible la presencia de ciertas fracciones superiores de hidrocarburos se podrá prescindir de estos parámetros en los equipos de análisis de calidad.

Estos cálculos se realizarán conforme a la norma UNE correspondiente. El cálculo del PCS del gas en base volumétrica se expresará como Hs [t1, p1, V(t2, p2)] en las condiciones de referencia [0 °C, V (0 °C, 1,01325 bar)].

En las conexiones internacionales por gasoducto con Europa, para el cálculo del PCS del gas se utilizará lo dispuesto en la normativa de aplicación en vigor.

Los titulares de equipos de análisis de calidad ya instalados que no cumplan las características indicadas, deberán presentar a la Secretaría de Estado de Energía y al GTS, en un plazo de 6 meses desde la entrada vigor de esta orden, un plan para sustituir o adaptar sus equipos, incluyendo plazos justificados de implantación. Este plan se publicará en el SLATR.

2.5 Análisis de la calidad del gas.

2.5.1 Responsabilidad de los agentes.

2.5.1.1 Control periódico de los equipos y sistemas de análisis.

En los puntos donde, conforme con el subapartado 2.4.3, sea necesario la instalación de un equipo de análisis de calidad de gas, el titular del equipo realizará controles periódicos para comprobar su correcto funcionamiento y enviará al GTS una descripción detallada de las incidencias detectadas, junto con los resultados obtenidos en el caso de aplicación de medidas correctoras.

El GTS supervisará la realización de estos controles y emitirá un informe anual señalando, para cada titular e instalación, un resumen de las incidencias detectadas en el año, agrupándolas por tipos homogéneos, con detalle de cada incidencia detectada acompañada de una valoración de su impacto en la medida, así como de las medidas correctoras aplicadas o que se deben aplicar. Cada uno de los titulares de los equipos recibirán la parte del informe referida a ellos, y la totalidad del informe podrá ser solicitado por la CNMC y por la Dirección General de Política Energética y Minas.

Los titulares de las instalaciones de análisis de calidad del gas están obligados a almacenar los resultados de los controles y análisis realizados.

2.5.1.2 Calidad del gas.

Los usuarios que introduzcan gas en el sistema gasista serán los responsables de su calidad y del cumplimiento de las especificaciones recogidas en este capítulo.

Los titulares de las plantas de producción de otros gases deberán justificar que el gas inyectado en la red cumple las especificaciones establecidas en este capítulo para su inyección en la red de transporte o distribución mediante medida en continuo o tomas de muestras periódicas, según corresponda.

En los PCTG y PCDG, en los que el gas requiera de una mezcla previa a la inyección en el sistema gasista y ésta sea realizada por el transportista o distribuidor titular de la instalación en la que se inyecta, el GTS será el responsable de supervisar que el flujo de gas que discurre por la red existente cumpla con las especificaciones de calidad dispuestas en este capítulo. Para ello el GTS recibirá las señales necesarias por parte de los titulares de las instalaciones y les informará en caso de incumplimiento. El GTS, en colaboración con los operadores de las instalaciones, elaborará un procedimiento de supervisión disponible en su portal de internet.

Adicionalmente, la inyección de gases producidos mediante procesos de digestión microbiana estará supeditada a la evaluación por parte de los titulares de las plantas de producción y acreditada por un tercero independiente, de la inexistencia de riesgo para la salud de las personas o para la integridad de las instalaciones o aparatos de consumo, por parte de microorganismos u otros componentes minoritarios.

El titular de la planta de producción de otros gases justificará al operador de la red y al usuario que el gas cumple con las especificaciones de calidad recogidas en la normativa vigente, relativas a los componentes diferentes al hidrógeno que no dispongan de una medida en continuo de acuerdo con lo establecido en el apartado 2.5.2, con la periodicidad y analíticas establecidas en la siguiente tabla:

| | Periodicidad | Observaciones | | --- | --- | --- | | Antes de la puesta en marcha. | Quincenal/mensual. | Se requieren 3 analíticas válidas consecutivas en un plazo de 48 horas, para empezar la inyección. | | Primer año. | Mensual. | En caso de que se detecte algún incumplimiento se recuperará la periodicidad mensual hasta obtener 3 analíticas válidas consecutivas en un plazo de 48 horas. | | Resto años. | Cuatrimestral. | |

El titular del punto de entrada deberá hacer el seguimiento de las especificaciones de calidad del gas al objeto de informar al GTS y a todos los sujetos afectados, tan pronto como sea posible, de cualquier deficiencia de la calidad del gas. En cualquier caso, será responsabilidad de los usuarios que introduzcan gas en el sistema gasista informar al titular del punto de entrada y al GTS de cualquier deficiencia de la calidad de gas, estimando la duración posible del incumplimiento. En los PCTG y PCDG esta comunicación al GTS y a todos los sujetos afectados se efectuará si la deficiencia tiene una afección relevante para el sistema a criterio del operador correspondiente. En caso de duda se deberá informar al GTS.

En cualquier caso, el GTS podrá adoptar las medidas que considere necesarias para anular o minimizar el impacto que esta eventualidad pueda tener en el sistema gasista.

No obstante, cuando el titular de la instalación sea avisado o compruebe que va a recibir o está recibiendo gas fuera de las especificaciones de calidad establecidas, actuará de la siguiente forma:

1. Las plantas de regasificación podrán aceptar total o parcialmente el GNL o el gas de retorno del buque, siempre que se respeten los criterios de fiabilidad y seguridad del sistema gasista y de la propia seguridad e integridad de la planta de regasificación, es decir, el gas que se introduzca en el sistema de transporte y distribución sí deberá cumplir las especificaciones de calidad. En este caso, el solicitante de la operación contratada pagará al transportista los costes, debidamente justificados, incurridos por éste con motivo de la aceptación del gas natural fuera de especificaciones o de su gestión adecuada en la planta de regasificación.

2. En el caso de redes de transporte, podrá rechazar total o parcialmente el gas fuera de especificaciones.

3. En el caso de redes de distribución, rechazará el gas fuera de especificaciones.

El gas entregado al consumidor sea cual fuera su origen, no contendrá partículas de polvo u otras impurezas en cantidades tales que pudieran perjudicar la salud de los consumidores o dañar sus instalaciones.

2.5.2 Especificaciones de calidad del gas.

2.5.2.1 Especificaciones del gas natural.

El gas natural que se introduzca en el sistema gasista, así como el gas de retorno a los buques, cumplirá las siguientes especificaciones:

| Propiedad (*) | Unidad | Mínimo | Máximo | | --- | --- | --- | --- | | Índice de Wobbe. | kWh/m 3 | 13,403 | 16,058 | | PCS. | kWh/m 3 | 10,26 | 13,26 | | Densidad relativa. | | 0,555 | 0,700 | | S Total. | mg/m 3 | – | 50 | | H 2 S + COS (como S). | mg/m 3 | – | 15 | | RSH (como S). | mg/m 3 | – | 17 | | O 2 | % mol | – | 0,01 | | CO 2 | % mol | – | 2,5 | | H 2 O (Punto de rocío). | °C a 70 bar | – | + 2 | | HC (Punto de rocío) (**). | °C a 1-70 bar | – | + 5 | | Polvo/Partículas. | – | Técnicamente puro | | | (*) Tabla expresada en las siguientes condiciones de referencia: [0 °C, V (0 °C, 1,01325 bar)]. (**) El GNL tiene un punto de rocío de HC muy inferior a los valores límite, por lo que no se realiza su medida. | | | |

El gas natural vehiculado en una conexión internacional respetará el porcentaje máximo de hidrógeno aprobado en la normativa europea de aplicación, salvo acuerdo previo entre los sujetos afectados.

2.5.2.2 Especificaciones del biometano.

En los PCTG y PCDG, el biometano que se inyecte cumplirá las siguientes especificaciones:

| Propiedad (*) | Unidad | Mínimo | Máximo | | --- | --- | --- | --- | | Índice de Wobbe. | kWh/m 3 | 13,403 | 16,058 | | PCS. | kWh/m 3 | 10,26 | 13,26 | | Densidad relativa. | | 0,555 | 0,700 | | S Total. | mg/m 3 | – | 50 | | H 2 S + COS (como S). | mg/m 3 | – | 15 | | RSH (como S). | mg/m 3 | – | 17 | | O 2 | mol % | – | 0,01 (1) | | CO 2 | mol % | – | 2,5 (2) | | H 2 O (Punto de rocío). | °C a 70 bar | – | + 2 | | HC (Punto de rocío). | °C a 1-70 bar | – | + 5 | | Polvo/Partículas. | – | Técnicamente puro. | | | CO. | % mol | – | 0,1 | | H 2 | % mol | – | 2% (**) | | Compuestos Halogenados: Flúor/Cloro. | mg/m 3 | – | 10/1 | | Amoníaco. | mg/m 3 | – | 10 | | Aminas. | mg/m 3 | - | 10 | | Mercurio. | μg/m 3 | – | 1 | | Silicio volátil (como Si). | mg/m 3 | – | 0,3-1 (***) | | Benceno, Tolueno, Xileno (BTX). | mg/m 3 | – | 500 | | Microorganismos. | – | Técnicamente puro. | | | Aceite. | – | Técnicamente puro. | | | Otros contaminantes. | | El gas no debe contener componentes distintos de los establecidos en esta tabla en niveles que impidan su transporte, almacenamiento/y/o utilización sin tratamientos o ajustes de la calidad. | | | (*) Tabla expresada en las condiciones de referencia: [0 °C, V (0 °C, 1,01325 bar)]. (**) Se podrá aplicar como límite superior un 5 % mol siempre que el GTS acredite, mediante simulaciones hidráulicas, que el gas vehiculado en las instalaciones del sistema y equipos de consumo sensibles al hidrógeno contenga un porcentaje molar de H2igual o inferior al 2 % mol. Este mismo porcentaje se deberá cumplir en las conexiones internacionales, salvo que se hubiera pactado un porcentaje superior. (***) El límite quedará determinado acorde a los criterios recogidos en la tabla 1 de la UNE-EN 16723-1:2017: Gas natural y biometano para uso en transporte y biometano para inyección en la red de gas natural. Parte 1: Especificaciones para la inyección de biometano en la red de gas natural. | | | |

Siempre que el punto de rocío de agua no supere los − 8 °C (a 70 bar), se podrán ampliar las especificaciones de la tabla anterior con las siguientes limitaciones:

– (1) O2: en redes de presión menor o igual a 16 bar sin flujo reverso hacia redes de transporte se aplicará como límite superior un 1 % mol. Este límite se aplicará también en las demás redes siempre que el GTS acredite mediante simulaciones hidráulicas que en instalaciones del sistema y equipos de consumo sensibles al O2, como son, entre otros, los almacenamientos subterráneos y las conexiones internacionales, el gas vehiculado contenga un porcentaje de O2igual o inferior al 0.01 % mol.

– (2) CO2: en redes de presión menor o igual a 16 bar sin flujo reverso hacia redes de transporte se aplicará como límite superior el 4 % mol. Este límite se aplicará también en las demás redes siempre que el GTS acredite, mediante simulaciones hidráulicas, que en instalaciones del sistema y equipos de consumo sensibles al límite al CO2, como son, entre otros, los almacenamientos subterráneos y las conexiones internacionales, el gas vehiculado contenga un porcentaje de CO2igual o inferior al 2,5 % mol.

2.5.2.3 Especificaciones del hidrógeno.

El hidrogeno que se inyecte en los PCTG y PCDG cumplirá los parámetros de calidad dispuestos en la normativa de aplicación, nacional y europea o, en su defecto, las mejores prácticas mayoritariamente aceptadas por los agentes del sistema.

Asimismo, se deberán cumplir ambas siguientes condiciones, acreditadas por el GTS mediante simulaciones hidráulicas:

– una vez producida la mezcla en la red, el gas vehiculado no superará una concentración de 5 % mol de H2.

– en las instalaciones del sistema y equipos de consumo sensibles al hidrógeno, ya sean de consumidores o del propio sistema gasista, así como en las conexiones internaciones, la calidad del gas vehiculado deberá cumplir las especificaciones de la tabla 4.

2.5.2.4 Otras consideraciones.

Para la realización de los informes referidos en este apartado y en el capítulo 11, el GTS deberá conocer de cada proyecto los parámetros previstos en el capítulo 11, con el fin de garantizar la correcta integración con antelación a su puesta en servicio, así como la integridad de las instalaciones del sistema y equipos de consumo potencialmente afectadas.

En los puntos de inyección autorizados previamente a la entrada en vigor de esta orden, el gas que se inyecta podrá no cumplir las especificaciones recogidas en este apartado, siempre y cuando cumpla la normativa sobre calidad de gas en vigor en el momento en que se autorizó la inyección. Esta excepción no se aplicará a las ampliaciones de capacidad de inyección que se soliciten con posteridad a la entrada en vigor de esta orden.

2.5.3 Criterios generales para el procedimiento de análisis de la composición del gas.

Adicionalmente a los requisitos establecidos para los instrumentos de medida en el ámbito del control metrológico, de acuerdo con el Real Decreto 244/2016, de 3 de junio, diariamente, el analizador de composición llevará a cabo una calibración automática utilizándose para ello botellas de gas patrón de suministradores acreditados para el análisis de la calidad del gas según la norma UNE-EN ISO/IEC 17025:2017: Requisitos generales para la competencia de los laboratorios de ensayo y calibración.

El analizador de composición, en caso de ser necesario, se calibrará con un gas patrón de composición similar al gas analizado.

La determinación de los componentes recogidos en la tabla 4 se realizará mediante la toma de muestras para su análisis en un laboratorio acreditado, pudiéndose instalar analizadores en continuo para aquellos componentes en los que se pueda llevar a cabo este tipo de medida.

Los datos sobre la calidad del gas se enviarán a través del SLATR.

2.5.4 Cambio de la calidad del gas en los conversores PTZ/computadores de caudal.

Cada seis meses el GTS publicará una relación de las redes donde se deberá cambiar la calidad del gas y la nueva composición a introducir en los conversores PTZ/computadores de caudal. Salvo que exista otro acuerdo entre las partes, el titular del equipo de medida dispondrá de un máximo de dos meses desde esta publicación para realizar el cambio.

Formarán parte de esta relación aquellas redes donde el PCS medio del semestre supere en ±1 % al PCS del gas introducido en los computadores de caudal/conversores PTZ de los equipos de medida.

En aquellas redes que estén dentro del rango de variación de ±1 % del PCS, el GTS analizará la variación de «Z» que supone la composición media del gas en el último semestre respecto a la composición del gas utilizado en esos momentos en los computadores de caudal/conversores PTZ, para la actualización de los parámetros de calidad del gas en los equipos que proceda. De observarse que es significativa en relación con los rangos de error permitidos en los equipos de medida, el GTS incluirá también estas redes en la relación a publicar.

El GTS mantendrá actualizado en su portal de internet un listado con la composición aplicable en cada una de las redes del sistema, indicando en cada caso el semestre en el que se produjo su última actualización.

A los efectos de realizar modificaciones de parámetros en los equipos de medida se aplicará la normativa metrológica en vigor, pudiendo asistir al cambio las partes implicadas, si así lo manifiestan.

En el caso de conversores PTZ/computadores de caudal conectados a un analizador de composición en continuo, estos valores se introducirán como valores por defecto, aunque en caso de fallo de la señal del analizador de composición se tomará el último dato válido.

2.6 Medida del gas.

2.6.1 Responsables de la medida del gas vehiculado.

El responsable de la medida del gas vehiculado será el titular de la unidad de medida, con las siguientes excepciones:

– En los PCTD, PCTT y PCDD la medida del gas transitado será responsabilidad del titular de la unidad de medida, salvo que exista otro acuerdo entre las partes.

– En los PCTG la medida del gas introducido en la red de transporte será responsabilidad del transportista, salvo que exista otro acuerdo entre las partes.

– En los PCDG la medida del gas introducido en la red de distribución será responsabilidad del distribuidor, salvo que exista otro acuerdo entre las partes.

– En los PCLD la medida del gas vehiculado será responsabilidad del transportista conectado aguas arriba, salvo que exista otro acuerdo entre las partes. Además, en los casos en que la unidad de medida del transportista no esté disponible, podrá utilizarse la unidad de medida del consumidor.

– En los PCDB y PCCC la medida del gas vehiculado será responsabilidad del titular de la planta de regasificación donde ha tenido lugar la carga o la descarga.

Con carácter adicional a la comunicación de las medidas de gas vehiculado correspondientes a los puntos de reparto, se comunicará la siguiente información:

– Cantidad de gas vehiculado en los puntos PCI, PCAS, PCPR, PCY y PCTT.

– Existencias en redes de transporte y plantas de regasificación de cada titular, así como de autoconsumos en todas las instalaciones.

El GTS publicará en el SLATR, un listado actualizado de los responsables de la medida del gas vehiculado en cada uno de los puntos de conexión del sistema gasista.

2.6.2 Procedimientos de medida en puntos del sistema gasista.

Como criterio general, los procedimientos de medida y cálculo se ajustarán a lo establecido en la norma UNE correspondiente.

2.6.2.1 Procedimiento de medida en operaciones de buques.

Será de aplicación lo dispuesto en el capítulo 3 «Buques».

2.6.2.2 Procedimiento de medida en los PCI, PCAS, PCPR, PCY, PCTG, PCTT (en ambos sentidos de flujo), PCLD, PCTD (en ambos sentidos de flujo), PCDD (en ambos sentidos de flujo), PCDG y PCDB.

En estos puntos el responsable de la medida realizará la lectura de los equipos.

Independientemente del derecho a asistir a la toma de lecturas que ampara a la otra parte, en el supuesto de que no asista, el responsable de la toma de la lectura la pondrá a su disposición en un plazo no superior a los dos días hábiles.

La toma de lecturas*in situ*de los equipos de medida se realizará al final del período de lectura mensual, según calendario consensuado por todas las partes. En los puntos de entrega, este período de lectura*in situ*podrá ampliarse, siempre que todas las partes afectadas lleguen a un consenso.

2.6.2.3 Procedimiento de medida en los PCCC.

Antes de la primera carga el propietario de la cisterna/contenedor de GNL deberá poner a disposición del titular de la planta de regasificación la siguiente documentación:

– Placa de características de la cisterna/contenedor.

– Certificado de capacidad emitido por una entidad debidamente autorizada.

La medida del GNL entregado en cada cisterna/contenedor se realizará en kWh, en base a:

– Peso neto (en kg) determinado en báscula, por diferencia entre las pesadas de salida y de entrada del camión cisterna/contenedor.

– Calidad del GNL (PCS expresado en kWh/kg y kWh/m3en condiciones de referencia) obtenida a partir del análisis en continuo por cromatografía de muestras representativas del GNL cargado.

La cantidad de GNL cargada en cada cisterna/contenedor se obtendrá en base a los conceptos anteriores y constará en la documentación entregada.

Asimismo, el titular de la planta de regasificación informará diariamente al GTS, a través del SLATR, de las salidas de GNL para cada distribuidor, comercializador o consumidor que aporte gas al sistema.

Se podrán utilizar otros sistemas de medida, tales como los definidos en los apartados 2.4.4 y 2.4.5, siempre que los equipos se encuentren aprobados metrológicamente, certificados de acuerdo con la directiva de instrumentos de medida o equivalente y se confirme que las medidas son comparables con los datos proporcionados por las básculas de pesaje.

2.6.2.4 Procedimiento de medida en los puntos de suministro desde redes de distribución.

Para el caso de consumidores que dispongan de equipos de telemedida en sus instalaciones de medida, los datos de consumo con la periodicidad establecida en la normativa vigente serán transmitidos al operador de la red a la que se hallen conectados mediante un equipo de telemedida que utilice el protocolo de comunicación definido por dicho operador.

Los consumidores obligados a disponer de telemedida, cuando esta no se encuentre operativa, deberán facilitar diariamente al distribuidor/transportista al que estén conectados, antes de las 3 horas siguientes a la finalización del día de gas, las lecturas de los equipos de medida correspondientes al consumo del día anterior. Para ello utilizarán los formatos facilitados por el distribuidor/transportista y los envíos se realizarán, preferentemente, por medios electrónicos.

El operador de la red realizará una lectura mensual de toma de datos de los consumidores con consumo anual superior a 100.000 kWh que no dispongan de telemedida o que no esté operativa.

Para los consumidores que reglamentariamente estén obligados a disponer de telemedida, y no dispongan de ella o no esté operativa, incluyendo fallos de comunicación, las asignaciones de consumos diarios se efectuarán aplicando lo dispuesto en la Resolución de la CNMC, de 10 de noviembre de 2022, por la que se establece la Normativa de Gestión Técnica del Sistema sobre programaciones, nominaciones, repartos, balances, la gestión y uso de las conexiones internacionales y los autoconsumos.

El operador de la red será el responsable de transformar estos datos en unidades de energía e incorporarlos al SLATR.

2.6.3 Conversión de unidades de volumen y masa a energéticas.

Para efectuar la conversión de la unidad de medida de los contadores volumétricos, m3, a la unidad de medida de energía establecida, kWh, se utilizará el valor energético del gas referido al poder calorífico superior (PCS), medido en las condiciones de referencia del sistema gasista de 1,01325 bar (1 bar = 105Pa) y 273,15 K.

La fórmula de cálculo a aplicar será la siguiente:


Siendo:

E = Energía entregada en el punto de suministro.

V = Volumen medido en las condiciones de suministro.

Fc’ = Factor de conversión de volumen.

El factor de conversión Fc’ se calculará como:


Siendo:

PCS = Poder calorífico superior en el punto de medida en condiciones de referencia (1,01325 bar y 273,15 º K).

Fc = Factor de conversión de volumen para pasar de las condiciones de medida a las de referencia.

La conversión de m3medidos por el contador a m3en condiciones de referencia se realizará mediante el empleo de equipos electrónicos de conversión (conversores) que realizan el cálculo de forma continua, integrando las señales de presión, temperatura y compresibilidad medidas en los correspondientes transmisores y utilizando un factor de conversión (Fc) dado por la fórmula:


Siendo Zc el factor de compresibilidad, definido como la relación entre el volumen molar de un gas real y el volumen molar del mismo gas considerado como ideal.

El cálculo del factor de compresibilidad tanto en las condiciones de referencia como en las condiciones de suministro se realizará según el procedimiento incluido en la norma UNE-EN ISO 12213-3:2010: Gas natural. Cálculo del factor de compresibilidad. Parte 3: Cálculo a partir de las propiedades físicas. Se podrá utilizar otro procedimiento para el cálculo del factor de compresibilidad, siempre que haya consenso por parte de todos los agentes del sistema gasista.

En el apartado 2.4.4 del presente capítulo se establecen los requisitos de instalación de conversores de presión, temperatura y factor de compresibilidad (conversores PTZ y conversores PT) en función de la presión a la que se realiza la medida y el caudal máximo horario.

Para consumidores suministrados a presiones inferiores o iguales a 0,4 bar se despreciará la influencia del factor Zc, es decir, se asumirá que su valor es próximo a la unidad, y en consecuencia el factor de conversión por el que se multiplicará el volumen medido en m3para expresarlo en las condiciones de referencia de presión y temperatura será:


Siendo:

Kt= Factor de conversión por temperatura.

Kp= Factor de conversión por presión.

El factor de conversión por temperatura se calculará mediante la siguiente fórmula:


Siendo Tgasla temperatura de 10 °C.

El factor de conversión por presión se calculará mediante la siguiente fórmula:


Siendo:

Pc= Presión relativa de suministro (bar).

Patm= Presión atmosférica (bar).

El valor de la presión atmosférica se calculará en función de la altitud del municipio donde se encuentre el punto de suministro mediante la siguiente fórmula:


Siendo «A» la altitud en metros del municipio publicada por el organismo oficial de estadística competente.

El factor «k» se calculará mediante la fórmula:


Siendo «Dair» la densidad del aire según la norma UNE-EN ISO 6976:2017: Gas natural. Cálculo del poder calorífico, densidad, densidad relativa e índice de Wobbe a partir de la composición, interpolada a Tgas(10 °C) y «g» la aceleración estándar de la gravedad, con valores:

Dair= 1,2471.

g = 9,8065 m/s2.

En el caso de las instalaciones de suministro a consumidores que no dispongan de corrector de presión en sus instalaciones, pero que dispongan de un regulador previo a la medida del gas, el factor de conversión por presión (Kp) se calculará considerando como presión de suministro la presión de tarado del regulador de gas.

En el caso de las instalaciones de suministro a consumidores conectadas a redes de presión máxima de servicio de 22 mbar y que no dispongan de un regulador previo a la medida del gas, el factor de conversión por presión (Kp) se calculará considerando como presión de suministro la presión de 22 mbar, salvo en los casos en los que los reguladores de las estaciones de regulación y medida que alimenten a dicha red estén tarados a una presión inferior, en cuyo caso se tomará dicha presión como referencia.

Para efectuar la conversión de la unidad de medida de los contadores másicos, kg, a la unidad de medida de energía establecida, kWh, también se utilizará el valor energético del gas referido al PCS, medido en las condiciones de referencia del sistema gasista.

La fórmula de cálculo a aplicar será la siguiente:


Siendo:

E = Energía entregada en el punto de suministro.

M = Masa medida en las condiciones de suministro.

D = Densidad del gas en condiciones de referencia.

PCS = Poder calorífico superior en condiciones de referencia.

El cociente M/D determina el valor del volumen m3de gas en condiciones de referencia.

El valor D de la densidad normalizada se determina a partir de la densidad del gas relativa al aire y a la densidad del aire en condiciones de referencia según la norma UNE-EN ISO 6976:2017: Gas natural. Cálculo del poder calorífico, densidad, densidad relativa e índice de Wobbe a partir de la composición:


Siendo:

G = Densidad relativa al aire,*Specific Gravity,*según la norma UNE-EN ISO 6976:2017: Gas natural. Cálculo del poder calorífico, densidad, densidad relativa e índice de Wobbe a partir de la composición.

Dair= Densidad del aire en condiciones de referencia (1,292923 kg/m3).

2.6.4 PCS aplicable a consumidores conectados a redes de transporte.

A los consumidores conectados a redes de transporte no troncal en las que exista algún PCTG, se les aplicarán los valores diarios de PCS calculados de manera análoga a lo indicado en el apartado 2.6.5 para redes de distribución. El PCS así calculado se asignará también a las salidas a distribución (PCTD) desde la mencionada red de transporte.

A los consumidores conectados al resto de redes de transporte se les aplicarán los valores diarios de PCS que correspondan al punto de medida más próximo situado aguas arriba, que se encuentre analizando un gas de características similares dado el sentido del flujo del gas.

2.6.5 PCS aplicable a consumidores conectados a redes de distribución.

A los puntos de suministro que no dispongan de equipos de medida de PCS se les asignará, a efectos de facturación, el poder calorífico superior medio diario (PCSDiario) correspondiente a la red de distribución donde se ubiquen, calculado mediante la fórmula:


Siendo:

I = Conexión de la red de distribución donde se ubica el punto de suministro, con la red de transporte o distribución situada aguas arriba y con las plantas de producción de otros gases.

m = Número de conexiones de la red de distribución donde se ubica el punto de suministro con la red de transporte o distribución situada aguas arriba y con las plantas de producción de otros gases.

Vi= Volumen de gas vehiculado el día «d» a través de la conexión «i» de la red de distribución donde se ubica el punto de suministro.

PCSi= PCS medio del gas determinado por el analizador de composición asociado a la conexión «i» de la red de distribución, ya sea el que se ubique en el PCTD o el más próximo situado aguas arriba, o el correspondiente a la inyección en distribución de las plantas de producción de otros gases.

2.6.5.1 Consumidores sin equipo de telemedida.

En el caso de consumidores de lectura mensual o superior, para determinar el poder calorífico superior medio (PCSMedio) a utilizar en el cálculo de los kWh consumidos en el período de facturación, se aplicará la media de los valores diarios del PCSDiariode la red de distribución donde se ubique el consumidor, ponderada por el volumen diario de gas vehiculado a través de ella, durante los 30 o 60 días inmediatamente anteriores al día «n-2» de la última lectura, en función de si la lectura es mensual o bimestral, y de acuerdo con las siguiente fórmulas.

Lectura mensual:


Lectura bimestral:


Siendo:

PCSMedio= Poder calorífico superior medio aplicable a los periodos de facturación cuya última lectura se realice el día «n».

d = Día del periodo de facturación.

n = Día de la última lectura.

Vd= Suma del volumen de gas vehiculado el día «d» a través de todas las conexiones de la red de distribución donde se ubica el consumidor con la red de transporte o distribución situada aguas arriba y con los puntos de conexión a plantas de producción de otros gases.

PCSDiario d= PCSDiariodel gas vehiculado a la red de distribución dónde se ubica el punto de suministro durante el día «d».

2.6.5.2 Consumidores con equipo de telemedida.

En los puntos de suministro con telemedida se aplicará al menos el poder calorífico superior diario (PCSDiario) al consumo diario, pudiéndose utilizar los datos horarios (PCSHorario) en caso de disponer de ellos.

Cuando se utilicen los datos horarios del PCS, estos se asignarán de la siguiente manera:

– Si el punto de suministro está situado en una red de distribución con un único punto de conexión con la red de transporte o distribución aguas arriba se le asignará el PCSHorarioque determine el equipo de análisis de calidad asociado a la conexión.

– Si el punto de suministro está situado en una red de distribución con varios puntos de conexión con la red de transporte o distribución aguas arriba o con inyección desde una o varias plantas de producción de otros gases, el valor del PCSHorariose corresponderá con el valor medio de los datos de PCSHorarioque determinen los equipos de análisis asociados a cada una de las diferentes conexiones, ponderados por el volumen horario de gas vehiculado por cada una de ellas.

2.6.6 Información para publicar sobre el factor de conversión.

El GTS publicará en el SLATR el listado de municipios suministrados mediante gas natural (incluyendo los alimentados mediante planta satélite de GNL), con los factores de conversión de volumen aplicables a los consumidores que no dispongan de conversores de presión y temperatura.

Este listado incluirá, para cada municipio, su altitud y el valor del factor de conversión Fc para cada presión de suministro, incluyendo, al menos, las seis presiones relativas estandarizadas (20 mbar, 22 mbar, 50 mbar, 55 mbar, 100 mbar y 150 mbar) a una temperatura media de suministro de 10 °C, que se considerará la temperatura media ponderada a nivel nacional.

Será responsabilidad de la distribuidora la comunicación al GTS de los municipios en los que distribuye gas, junto con la identificación de las conexiones de dichas redes de distribución con la red de transporte o distribución aguas arriba y con las plantas de producción de otros gases. Dicha información se incluirá en el SLATR junto con los analizadores de composición que cuenten con control metrológico asociados a cada conexión, recogiendo para cada una de ellas el poder calorífico superior medio diario (PCSi) y el volumen diario de gas vehiculado (Vi), así como el poder calorífico superior medio diario de la red donde se ubiquen los puntos de suministro (PCSDiario).

Diariamente, el GTS publicará en el SLATR el poder calorífico superior medio de cada red de distribución (PCSMedio) correspondiente al día anterior (día «n») y proporcionará al usuario, o al consumidor sujeto a derechos de comercio de emisiones de gases de efecto invernadero que lo solicite, la información detallada en el apartado 2.4.6.

El SLATR mantendrá un histórico de al menos 24 meses de dicha información, para permitir la verificación del PCSMedioutilizado en el período de facturación.

La información anterior, comprensible para el usuario final, que incluya el factor de conversión Fc aplicable a las presiones de suministro, incluyendo las seis presiones relativas estandarizadas, junto con su poder calorífico superior medio diario (PCSDiario), se publicará en el portal de internet del GTS. Asimismo, dicha página incluirá la posibilidad de que los consumidores de lectura mensual o superior, introduciendo la red de distribución del punto de suministro y la fecha de la última lectura del consumo a facturar, puedan obtener el PCSMedioaplicable en la factura.

En el caso de los municipios con suministro de gas natural obtenido a partir de planta satélite o alimentados mediante gas manufacturado, la información anterior será publicada en el portal de internet de la empresa distribuidora, que será responsable de mantener dicha información actualizada.

2.6.7 Calendario de medidas.

El envío de medidas se realizará mediante el SLATR según el calendario de este apartado. Si alguna de las fechas establecidas para las medidas finales provisionales (m+3) y finales definitivas (m+15) en los calendarios correspondiese a un sábado, domingo o festivo nacional, éste se desplazará al día laborable inmediatamente posterior.

Antes del 15 de septiembre de cada año, el GTS publicará en el SLATR el calendario asociado al proceso de envío de medidas finales provisionales (m+3) y finales definitivas (m+15) del año de gas siguiente, con el fin de identificar y rectificar las posibles inconsistencias que pudieran producirse en los envíos y publicaciones de esta información.

2.6.7.1 Medida diaria provisional (d+1).

– Antes de las 4 horas posteriores al cierre del día de gas d, los responsables de proporcionar la medida facilitarán dicha cantidad en los puntos de medida a los operadores que la necesiten para poder realizar el reparto (envío de ficheros de mensajería de emisiones al SLATR).

– Antes de las 7 horas y 30 minutos posteriores al cierre del día de gas d, los usuarios, el GTS o los operadores podrán solicitar la revisión de la medida diaria provisional d+1.

– Antes de las 7 horas y 45 minutos posteriores al cierre del día de gas d, los responsables de proporcionar la medida comunicarán las revisiones de las cantidades que hayan de ser modificadas con respecto al envío inicial.

2.6.7.2 Medida final provisional (m+3).

– Antes de la finalización del día 5 del mes m+3, los responsables de proporcionar la medida facilitarán la medida de cada uno de los días del mes m, como medidas finales provisionales m+3. Este envío no será necesario si el responsable de la medida no modifica la medida previamente enviada.

– Antes de la finalización del día 20 del mes m+3, los responsables de proporcionar la medida podrán enviar rectificaciones diarias para cada uno de los días del mes m, como medidas finales provisionales m+3. Este envío no será necesario si el responsable de la medida no modifica la medida previamente enviada.

Los responsables de proporcionar la medida facilitarán las medidas finales provisionales (m+3) antes de las fechas publicadas por el GTS en el calendario asociado al proceso de envío de medidas finales provisionales (m+3) para cada año de gas.

2.6.7.3 Medida final definitiva (m+15).

– Antes de la finalización del día 5 del mes m+15, los responsables de proporcionar la medida facilitarán la medida de cada uno de los días del mes m, como medidas finales definitivas (m+15). Este envío no será necesario si el responsable de la medida no modifica la medida previamente enviada.

– Antes de la finalización del día 20 del mes m+15, los responsables de proporcionar la medida podrán enviar rectificaciones diarias para cada uno de los días del mes m, como medidas finales definitivas (m+15). Este envío no será necesario si el responsable de la medida no modifica la medida previamente enviada.

Los responsables de proporcionar la medida del gas vehiculado indicados en el apartado 2.6.1. facilitarán las medidas finales definitivas (m+15) antes de las fechas publicadas por el GTS en el calendario asociado al proceso de envío de medidas finales definitivas (m+15) para cada año de gas.

2.6.8 Controles a las medidas diarias provisionales en los puntos PCTG, PCLD, PCTD, PCDD y PCDG.

Para cada PCTG, PCLD, PCTD, PCDD y PCDG con envío de emisión en el proceso diario provisional (d+1), el SLATR dispondrá de un concepto denominado «máxima cantidad previsible», definido por los responsables de la medida indicados en el apartado 2.6.1. de este capítulo. Dichos valores serán calculados inicialmente en el SLATR como la máxima cantidad histórica real medida en cada punto, siendo los responsables de su supervisión los citados responsables de medida, que podrán modificarlos en función de las previsiones de medida asociadas al punto. Se fija un mínimo de 1 GWh/día para la máxima cantidad histórica previsible de estos puntos. En el caso de altas de uno de estos nuevos puntos, o modificación en los puntos ya existentes de las ERM/EM conforme al capítulo 10, serán los responsables de la medida los encargados de facilitar el valor de las máximas cantidades previsibles y comunicar estos valores al GTS para que sean implementados en el SLATR.

Cada día, el SLATR realizará una comparativa entre la cantidad enviada por el responsable del gas transitado en cada uno de estos puntos y su valor máximo previsible. En el caso de que la cantidad diaria enviada para un punto supere en un 50 % la máxima cantidad previsible cargada en el SLATR, dicha cantidad será estimada por el SLATR.

En el supuesto de que el punto de conexión sea un PCTD o PCDD, la estimación se realizará a partir de la suma de los repartos telemedidos y no telemedidos calculados por el responsable del reparto (asumiendo que la diferencia entre la emisión neta en el punto y los consumos incrementados en sus mermas retenidas correspondientes es nula) y las medidas de los puntos de este tipo conectados directamente con la red. Si se trata de un PCLD, PCTG o PCDG, dicha estimación será el propio valor de cantidad máxima previsible.

El hecho será comunicado a través del SLATR a los operadores y usuarios afectados para que, dentro de los plazos establecidos en el proceso diario (d+1) puedan revisar, modificar o reclamar sus datos.

2.6.8.1 Control a la medida del gas transitado.

– Responsable: responsable de la medida conforme al apartado 2.6.1.

– Control: comprobar que las medidas a facilitar no superan la cantidad máxima previsible disponible en el SLATR.

– Acción: el responsable revisará y corregirá el valor de la cantidad facilitada en caso necesario, y notificará la situación a los operadores de las instalaciones afectadas. En el caso de que tenga certeza que la cantidad es correcta, deberá actualizar la cantidad máxima previsible en sus sistemas y en el SLATR.

2.7 Control metrológico de las instalaciones de medida.

Las instalaciones de medida y de análisis de la calidad de gas deberán cumplir aquellos aspectos regulados por la normativa metrológica legal española de aplicación y, en particular, por lo dispuesto en la Ley 32/2014, de 22 de diciembre, y sus normas de desarrollo.

Los contadores y dispositivos de conversión o computadores de caudal, incluidos en el Real Decreto 244/2016, de 3 de junio, y en la Orden ICT/155/2020, de 7 de febrero, serán comercializados, puestos en servicio y verificados periódicamente de acuerdo con la normativa en vigor en el momento de puesta en servicio.

En aquellos aspectos en los que no exista desarrollo normativo, será de aplicación lo dispuesto en este apartado.

2.7.1 Responsabilidad de los agentes.

El control metrológico de los equipos, incluyendo las verificaciones metrológicas, se realizará según lo establecido en materia de competencias, ejecución y obligaciones de los diferentes agentes, en la Ley 32/2014, de 22 de diciembre, siendo los gastos generados a cargo del sujeto titular de los equipos, salvo acuerdos firmados entre las partes o subrogados a ellos por una de las partes, firmados con anterioridad a la entrada en vigor de esta orden, sin perjuicio de lo dispuesto en el apartado 2.7.4 de este capítulo.

2.7.2 Requisitos generales.

Como criterio general, el marco competencial para la ejecución del control metrológico de los sistemas de medida, los agentes intervinientes en él y su designación, así como los requisitos que deben cumplir, serán los definidos en la normativa metrológica legal vigente.

Se deberán establecer programas de verificación metrológica periódica de los sistemas de medida para averiguar si éstos conservan la precisión de medida requerida, o si resulta necesario ajustar o reparar alguno de los elementos que constituyen el sistema.

La verificación metrológica periódica de los contadores, excepto los ultrasónicos y másicos tipo Coriolis, se deberá realizar por medio de laboratorios acreditados conforme a los criterios de la norma UNE-EN ISO/IEC 17025:2017: Requisitos generales para la competencia de los laboratorios de ensayo y calibración, utilizando como fluido aire o gas natural o cualquier otro gas siempre que dé resultados metrológicos similares con un número de Reynolds dentro de ±5 % del número de Reynolds en las condiciones de medida previstas. En el caso de que la presión de operación del contador sea superior a 35 bar, la verificación metrológica deberá realizarse por medio de laboratorios acreditados, en condiciones de operación, conforme a los criterios de la norma UNE-EN ISO/IEC 17025:2017: Requisitos generales para la competencia de los laboratorios de ensayo y calibración, y a una presión superior a 35 bar.

La verificación metrológica periódica de los contadores ultrasónicos y másicos tipo Coriolis se deberá efectuar*in situ*, aplicando un procedimiento particular que deberá haber sido aprobado previamente por las partes afectadas e incluido en el protocolo de medida.

Los resultados que se obtengan de esta verificación, si están fuera de los márgenes de error aceptados por la reglamentación aplicable, darán lugar a regularizaciones.

Cuando las condiciones de operación de un contador obliguen a la verificación metrológica a alta presión (mayor de 35 bar), o dicho contador se instale por primera vez, la curva de errores resultante de la calibración a diferentes caudales se introducirá en el conversor/computador de caudal, siempre que no esté incluido en la configuración del contador, con el objeto de corregir los errores en los caudales de operación habituales del contador. Para aquellas condiciones de operación inferiores a 35 bar, se podrá introducir la curva de error en el computador de caudal/conversor de volumen siempre que se justifique adecuadamente la mejora en la incertidumbre de la medida, previa comunicación a la otra parte implicada.

La verificación metrológica periódica de los conversores/computadores de caudal con sus elementos asociados, transmisor de presión y sonda de temperatura en el caso de medida volumétrica, se deberá realizar*in-situ*, en la misma disposición y situación en la que están instalados, con la idea de reproducir durante la verificación las condiciones de trabajo de los trasmisores.

En caso de acuerdo entre las partes o siempre que haya una motivación justificada, la disposición de los elementos se podrá modificar para facilitar la verificación de estos.

En los puntos del sistema gasista, los comercializadores afectados por la medida, así como los operadores de las redes correspondientes, vendrán autorizados para exigir su verificación metrológica periódica con la frecuencia que reglamentariamente corresponda o se establezca mediante este capítulo.

Como norma general, los operadores de las redes serán los encargados de comprobar que se realiza la verificación metrológica periódica de los sistemas de medida, tomando como base de partida el inventario de equipos de medida de los puntos del sistema gasista conectados a su red, para garantizar que la totalidad de equipos sean sometidos a verificación metrológica dentro del período establecido en este capítulo. En el supuesto de que el titular del sistema de medida no cumpliera con su obligación y, transcurrido el plazo máximo de tres meses tras recibir la notificación por escrito, el operador de la red podrá solicitar la realización de la verificación a los agentes competentes para ello, yendo a cargo de dicho titular los costes que se generen.

De igual modo, los distribuidores y transportistas podrán comprobar si se han realizado las verificaciones metrológicas periódicas de los sistemas de medida de los puntos de suministro conectados a sus redes. medida.

Como resultado de estos procesos de verificación metrológica periódica se generará un certificado de verificación de cada equipo que reflejará la precisión de la medida en cada intervalo de caudal frente a los valores límite aceptables definidos en la legislación metrológica vigente, o en su defecto, en la directiva europea vigente, o en su defecto, en la norma UNE correspondiente. En los períodos en que dichos equipos estuviesen fuera de servicio por estar sometidos a verificación metrológica, se deberá previamente acordar entre los sujetos involucrados el consumo a contabilizar a efectos de reparto, asignación o facturación del gas entregado o de los servicios de acceso prestados, de acuerdo con lo establecido en el manual de operación y protocolo de medida firmado entre las partes, en caso de existir.

Lo dispuesto para la verificación metrológica periódica, será también de aplicación para la verificación metrológica después de reparación o modificación.

La reparación/ajuste/modificación se efectuará cuando exista avería, cuando el resultado de la verificación metrológica periódica así lo aconseje o bien por acuerdo entre los sujetos implicados.

Si, como consecuencia de una verificación metrológica periódica, o por una avería, se deba reparar, ajustar o modificar el contador, el titular del equipo deberá instalar, lo antes posible y en un plazo máximo de 5 días laborables, salvo causa justificada, un contador alternativo durante el tiempo en que el contador original se encuentre fuera de su ubicación, excepto si el diseño de la instalación permite utilizar otra línea de medida durante dicho período.

En los consumidores con obligación de contar con telemedida, si como consecuencia de una verificación metrológica periódica, o por una avería, se procederá a reparar/ajustar/modificar el conversor con sus elementos asociados, transmisor de presión y sonda de temperatura. El titular del equipo deberá instalar un conversor alternativo durante el tiempo en que el conversor original se encuentre fuera de su ubicación, excepto si el diseño de la instalación permite una medida alternativa durante dicho período.

2.7.3 Verificaciones metrológicas periódicas de los equipos de medida.

2.7.3.1 Puntos de entrada de la red de transporte.

En los PCI, PCAS, PCPR, PCY, PCTG y PCTD con sentido de flujo distribución-transporte, las verificaciones metrológicas periódicas correspondientes al factor de conversión, lazos de presión y de temperatura para medida volumétrica, y para computadores de caudal en medida másica, medida y volumen (prueba en serie) se realizarán de acuerdo con la siguiente clasificación:

– Para PCI, PCAS, PCPR, las verificaciones se realizarán con frecuencia mensual.

No obstante, si después de realizar estas verificaciones mensuales durante un período de tiempo, los errores se encuentran dentro de la tolerancia admitida se podrá, previo acuerdo de los operadores implicados y el GTS, disminuir la frecuencia indicada, sin que el período exceda de seis meses.

– Para PCY, PCTG y PCTD con sentido de flujo distribución-transporte se aplicará lo dispuesto para los puntos de salida de la red de transporte.

2.7.3.2 Puntos de entrada al sistema a través de redes de distribución.

Para PCDG se aplicará lo dispuesto para los puntos de salida de la red de transporte.

2.7.3.3 Puntos de salida de la red de transporte.

En los PCTT, PCLD y PCTD con sentido de flujo transporte-distribución, las verificaciones metrológicas periódicas se realizarán con la frecuencia siguiente tanto para medida volumétrica como másica:

| | Periodicidad | Tipo de prueba | | --- | --- | --- | | Factor de conversión. | 6 meses (*). | Campo. | | Lazo de presión. | 6 meses (*). | Campo. | | Lazo de temperatura. | 6 meses (*). | Campo. | | Medida y volumen (prueba en serie). | 6 meses (*). | Campo. | | Analizador de composición, cambio de gas patrón. | El cambio del gas patrón se realizará antes de la fecha de fin de la validez de la muestra y siempre dentro de las condiciones de utilización que se indiquen en el certificado. | Campo. | | Verificación metrológica de contadores. | 6 años (**). | Laboratorio. | | (*) Si después de realizar estas operaciones con la periodicidad indicada durante un período de tiempo los errores se encuentran dentro de la tolerancia admitida, se podría, previo acuerdo de los operadores implicados y el GTS, disminuir la frecuencia indicada anteriormente, sin que el período de verificación metrológica exceda de doce meses a excepción de líneas directas y otros consumidores que pueden condicionar la operación normal de la red a la que están conectados. En el caso de que se realice más de una operación anual, la frecuencia entre verificaciones de 6 meses podrá modificarse en +-2 meses en aquellos casos en los que se estime que las condiciones de caudal no permitan realizar dicha prueba en serie en la fecha planificada. (**) Siempre que se hagan las pruebas en serie cada año y el resultado de ellas esté dentro de los límites exigidos. En caso de que no se pudiesen realizar por caudales insuficientes, se podrá acordar entre las partes mantener el periodo establecido en la tabla para las verificaciones metrológicas de contadores en laboratorio. En caso de que se requiera una calibración inferior a los 6 años establecidos, debido a la no posibilidad de realizar la prueba en serie por bajo caudal, se entenderá como una comprobación extraordinaria a petición de parte, tal y como se define en el punto 2.7.4. | | |

Si el diseño de la instalación no permite la realización de la prueba en serie, la verificación metrológica del contador en laboratorio será cada dos años.

Los contadores que se instalen deberán disponer de un certificado de calibración de menos de 2 años de antigüedad en todos los casos.

Los contadores de autoconsumo estarán sometidos al control metrológico del Estado en el caso de que estén dentro de los supuestos establecidos en la Orden ICT/155/2020, de 7 de febrero, en caso contrario se regirán por lo establecido en estas NGTS para las salidas de transporte si son de turbocompresores/motocompresores de las estaciones de compresión, o por lo establecido para los puntos de suministro si son del resto de instalaciones del sistema.

2.7.3.4 Puntos de suministro desde redes de distribución y puntos de entrega entre redes de distribución.

En el caso de que el transportista o distribuidor no sea el propietario de la estación de medida, el cliente realizará las verificaciones metrológicas con la periodicidad correspondiente, bien por ser PCLD o bien por ser punto de suministro.

Las verificaciones metrológicas periódicas de los elementos de medida se realizarán según lo indicado a continuación:

Contadores:

La periodicidad de la verificación metrológica de los contadores será la indicada en la Orden ICT/155/2020, de 7 de febrero si es de aplicación, y según el cuadro siguiente en caso contrario:

| Tipo contador | Consumo anual por línea (C) (GWh/año) | | | | --- | --- | --- | --- | | C ≤ 3 | 3 < C ≤ 30– | C > 30 (*) | | | Turbina. | 4 años. | 4 años. | 2 años. | | Pistón. | 6 años. | 6 años. | 3 años. | | Membrana. | 15 años. | 15 años. | NA. | | (*) Si el diseño de la instalación lo permite, prueba en serie anual, excepto que el consumo anual sea superior a 1.000 GWh/año, que será semestral, y verificación metrológica del contador como máximo cada 6 años. | | | |

Los contadores que se instalen deberán disponer de un certificado de calibración.

Los periodos indicados en la tabla comenzarán a contar desde la puesta en servicio del contador.

Lazos de medida:

La periodicidad de la verificación metrológica de los lazos de medida (transmisor de presión y sonda de temperatura) será la indicada en el cuadro siguiente:

| Consumos (C) (GWh/año) | C ≤ 5 | 5 < C ≤ 100 | 100 < C ≤ 1.000 | C > 1.000 | | --- | --- | --- | --- | --- | | Periodicidad. | 4 años. | 2 años. | 1 año. | 6 meses. |

Los conversores que se instalen deberán disponer de un certificado de verificación de una antigüedad de al menos la mitad del período de verificación que le corresponda. Los periodos indicados comenzarán a contar desde la puesta en servicio del equipo.

Analizadores de composición:

Las botellas de gas patrón estarán certificadas por un laboratorio acreditado para el análisis de calidad del gas según la norma UNE-EN ISO/IEC 17025:2017: Requisitos generales para la competencia de los laboratorios de ensayo y calibración.

El cambio del gas patrón se realizará antes de la fecha de fin de la validez de la muestra y siempre dentro de las condiciones de utilización que se indiquen en el certificado.

Se procederá a la verificación metrológica periódica del analizador de composición como mínimo cada 12 meses y siempre que se realice el cambio de gas patrón.

2.7.4 Comprobaciones extraordinarias a petición de parte.

Para todos los puntos de medida del sistema gasista, cualquier sujeto implicado podrá exigir la calibración/verificación extraordinaria de la instalación de medida, en aquellas situaciones en las que existiese presunción justificada de un incorrecto funcionamiento de los equipos de medida instalados.

La retirada del contador para el envío a calibración/verificación deberá realizar en un plazo máximo de 2 meses desde la fecha de petición, salvo que por causa justificada no sea posible.

La calibración/verificación deberá realizarse en un plazo máximo de 3 meses desde la fecha de retirada del contador, salvo que por causa justificada no sea posible.

En tales casos, el alcance de la calibración/verificación extraordinaria será idéntico al de la verificación periódica prevista en el control metrológico, debiendo realizarse estas operaciones en el equipo de medida por agentes competentes para efectuar verificaciones metrológicas, con la mayor brevedad posible y respetando en todo caso la continuidad del suministro. Los costes generados por la comprobación extraordinaria de los equipos de medida serán a cargo del solicitante salvo que el control metrológico de estos equipos confirmase la existencia de una desviación superior a la admisible, en cuyo caso correrán a cargo del titular del equipo.

2.8 Regularización de lecturas y mediciones.

En los casos de calibración/verificación metrológica periódica, de calibración/verificación después de reparación o modificación, y/o de calibración/verificación extraordinaria realizada a petición de parte de los equipos de medida o análisis de calidad, si se observa que se exceden las tolerancias admitidas para el equipo en cuestión, se procederá a la regularización de los suministros efectuados conforme a lo establecido en este apartado.

En el supuesto de detectarse errores que excedan las tolerancias admisibles, se corregirán y regularizarán las cantidades previamente determinadas a partir de las lecturas originales. La regularización de las cantidades se extenderá a un cierto período de tiempo previo a la fecha de realización de la comprobación que detectó el error y se establecerán en base a los siguientes criterios:

– El período de tiempo sujeto a corrección y la refacturación complementaria a que diera lugar, se calcularán de acuerdo con lo establecido en la legislación vigente.

– El GTS publicará en el SLATR el procedimiento estándar de cálculo de regularizaciones derivadas de excesos sobre las tolerancias máximas establecidas.

– Una vez conocido el error, mientras la causa origen no sea subsanada, las limitaciones del período de tiempo afectado no serán de aplicación y, en consecuencia, dicho período se extenderá al total de la duración de la causa, sin perjuicio de la responsabilidad que pudiera derivarse de la no rectificación del error detectado. La corrección por cantidad que se aplicará durante el período afectado será la correspondiente al exceso que supere el error máximo admisible.

– En caso de detectarse anomalías en la medida que vengan derivadas de problemas en la instalación, como, entre otros, resonancia, medida por debajo del caudal mínimo, fallo del contador o caudal de gas insuficiente para alcanzar la inercia mínima de movimiento de un contador de turbina, y que no sean detectables en calibraciones/verificaciones posteriores en laboratorio, las regularizaciones se harán en base a las mejores medidas disponibles aguas abajo.

2.9 Odorización del gas.

El gas deberá ser odorizado de forma que cualquier fuga pueda ser detectada con facilidad por el olfato humano normal cuando exista una mezcla cuya concentración volumétrica sea un quinto de la correspondiente al límite inferior de inflamabilidad.

2.9.1 Responsabilidad de los agentes.

Los transportistas de la red primaria entregarán el gas natural odorizado en las entradas al sistema de transporte, en las entradas a las redes de distribución y a los consumidores directamente conectados a sus redes de transporte. En el caso de inyección de otros gases en redes de transporte o distribución, los titulares de las redes donde se inyecte serán los responsables de la odorización.

Para optimizar los costes de instalación, en el caso de nuevas instalaciones de transporte secundario en las que exista consumo doméstico, el responsable de la odorización hasta los niveles indicados en el apartado 2.9.3 será el titular del punto de entrega transporte-transporte secundario.

Los distribuidores deberán asegurarse de que el gas natural que entreguen a los consumidores posea el olor característico, añadiendo compuestos odorizantes en la proporción necesaria cuando fuera preciso, de forma que se detecte su presencia.

Los niveles de odorización, en su caso, de aquellos gasoductos de transporte para tránsito a terceros países, se acordarán por los transportistas implicados.

2.9.2 Requisitos de los odorizantes.

El odorizante empleado deberá reunir las siguientes condiciones:

– Proporcionar un olor característico y persistente.

– Proporcionar un olor específico para no ser confundido con otros olores encontrados corrientemente: olor de derivados del petróleo, gases de combustión, cocinas, perfumes, etc.

– Fácil de manipular y adicionar al gas.

– No tóxico en las concentraciones adicionadas al gas.

– Insoluble en agua y soluble en fase gas.

– Inerte frente a los diferentes tipos de materiales usados en las canalizaciones y poco absorbido por los residuos que se pueden hallar en el interior de la red.

– Poco absorbido por el terreno.

– De combustión sin producción de productos perjudiciales.

– Estabilidad química frente a los componentes del gas.

2.9.3 Criterios generales para la odorización.

Los transportistas de la red primaria entregarán el gas odorizado, siguiendo los siguientes criterios:

a) Añadirán 15 mg de THT/m3de gas, o producto odorizante equivalente, en las entradas al sistema de transporte-distribución.

b) Añadirán 7 mg de THT/m3de gas, o producto odorizante equivalente, en las entregas a transporte secundario con consumo doméstico que actualmente esté odorizando el transportista primario.

c) Añadirán 7 mg de THT/m3de gas, o producto odorizante equivalente, en las entradas a las redes de distribución con consumo doméstico.

d) Para la odorización del anillo de 35 bar de Barcelona, se añadirán a la salida de la planta de regasificación 22 mg de THT/m3de gas, o producto odorizante equivalente.

En los casos b) y c) que alimenten a redes con consumo doméstico, el contenido mínimo de odorizante será de 18 mg de THT por cada m3de gas, o producto odorizante equivalente.

En el caso de inyección de otros gases en red de distribución o de transporte secundario con consumo doméstico se añadirán 22 mg de THT por cada m3de gas, o producto odorizante equivalente.

Para la odorización de otros gases, tanto en redes de transporte como distribución, se deberán seguir los mismos criterios de seguridad que para el gas natural, con los niveles de exigencia de odorización actuales a fin de mantener la misma capacidad de detección del gas.

En caso de utilizar un producto odorizante diferente al THT, la concentración de odorizante a adicionar se adecuará para obtener un nivel de detección equivalente, siendo necesario un consenso entre todos los titulares de las redes.

Cuando el gas recibido tenga algún contenido en odorizante se deberá analizar de qué tipo de odorizante se trata y qué compatibilidad tendrá con el que se añada, ya que podría darse el caso de que el añadido contrarrestase el efecto del olor del propio gas recibido.

Las concentraciones de productos odorizantes a adicionar se considerarán expresadas en las condiciones de referencia del sistema gasista.

Las inspecciones serán efectuadas por inspectores que posean la acreditación OCIMF («Oil Companies International Marine Forum») para buques de transporte de GNL, siguiendo las pautas y estando disponibles a través del programa SIRE («Ship Inspection Report Programme»).

La validez de las inspecciones para buques de menos de cinco años será de dieciocho meses, para buques con antigüedad comprendida entre cinco y quince años, doce meses y para buques de más de quince años, seis meses.

Si el buque ha cumplido quince años, deberá haber pasado una inspección de clase en dique seco durante los últimos treinta y seis meses.

Asimismo, los titulares de las plantas de regasificación podrán exigir a los contratantes de buques con veinte años o más desde su entrada en servicio la presentación de certificados adicionales de una sociedad de clasificación acerca del estado estructural del buque, tales como el CAP («Condition Assessment Programme») nivel 1 o 2, o similares que acrediten inspecciones específicas para buques de esta antigüedad, debiendo cada terminal publicar el detalle de sus requerimientos. La modificación de los requerimientos deberá ser anunciada con suficiente antelación.

No obstante, los buques consumidores de GNL que utilicen las instalaciones de regasificación para «bunkering» deberán haber superado satisfactoriamente los procedimientos de inspección y aceptación («vetting») exigidos por el operador de estas instalaciones, si los hubiera.

Los buques de bunkering de hasta 10.000 m³ podrán tener un único medidor de nivel en cada tanque, cuando cuenten además con un sistema de medida dinámico externo al tanque. Para ello, será necesario que el sistema esté certificado por la autoridad metrológica competente (certificación europea MID –Measuring Instruments Directive– o sus equivalentes internacionales) y que exista un acuerdo entre las partes.

Las operaciones realizadas no deberán comprometer la seguridad del buque o de la planta de regasificación en ningún caso, por ello todas las operaciones deberán realizarse teniendo en cuenta las recomendaciones y buenas prácticas publicadas en el LNG Custody Transfer Handbook.

3.5.3.1 Operación de «gassing-up».

Para llevar a cabo la operación de «gassing-up» se empleará el GNL almacenado en los tanques de las plantas de regasificación. Esta operación podrá estar limitada debido a la atmósfera que contenga el buque.

La determinación de la energía transferida durante la operación se realizará de acuerdo con lo establecido en el «LNG Custody Transfer Handbook».

La operación se realiza mediante la vaporización de GNL a través de los pulverizadores («nozzles») situados en la parte superior de cada uno de los tanques del buque.

La determinación de la energía transferida durante la operación descrita anteriormente se realizará de acuerdo con lo establecido en el «LNG Custody Transfer Handbook».

El orden de preferencia en su utilización como primario será: microondas, capacitivo y de flotador.

En el caso de fallo del sistema primario, si el buque dispone de medida de flujo de GNL, se realizará de acuerdo a lo establecido punto 3.5.5.

Sus características, instalación, funcionamiento y comprobaciones cumplirán con los requisitos establecidos para medidores de Clase A, en la norma ISO 8310 «Refrigerated hydrocarbon and non-petroleum based liquefied gaseous fuels - General requirements for automatic tank thermometers on board marine carriers and floating storage».

Siendo Vky Tkel volumen (m3con tres decimales) y la temperatura (ºC con dos decimales), respectivamente, del líquido en cada tanque. El resultado se redondeará a dos decimales.

La determinación de la composición del GNL y del vapor se determinará utilizando la norma ISO 6974 «Natural gas – Determination of composition and associated uncertainty by gas chromatograph».

También podrán considerarse los valores aportados por los certificados de origen acuerdo a estándares internacionales o mejores prácticas de la industria.

a) Código CNAE, nivel de criticidad, tiempo de preaviso mínimo y caudal mínimo técnico, de acuerdo con lo dispuesto en el anexo del capítulo 6. El caudal mínimo técnico será considerado inexistente hasta que el cliente presente al usuario la certificación prevista en el referido anexo.

En los casos extremos en los que el Tiempo de Preaviso Mínimo sea superior al transcurrido desde la fecha de declaración de la crisis, de modo que no fuese factible su ejecución práctica, se deberá permitir a las instalaciones cuyos procesos productivos serían grave e irremediablemente dañados si el suministro es interrumpido completamente, el uso de un Caudal Mínimo Técnico Diario mientras persista la crisis. El Caudal Mínimo Técnico Diario para cada consumidor se certificará por un Organismo de Control (OC) habilitado en el Real Decreto 919/2006, de 28 de julio, anexando a la certificación un análisis detallado del proceso industrial y la justificación de este caudal. Los gastos de esta certificación correrán a cargo del consumidor y deberá de ser enviada por el consumidor al usuario tan pronto como disponga de ella.